Giáo trình Bảo vệ rơle và tự động hóa các hệ thống điện

 1 
TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT HƯNG YÊN 
KHOA : ĐIỆN – ĐIỆN TỬ 
BỘ MÔN: HỆ THỐNG ĐIỆN 
***    *** 
ĐỀ CƯƠNG BÀI GIẢNG 
BẢO VỆ RƠLE VÀ TỰ ĐỘNG HÓA CÁC HỆ THỐNG ĐIỆN 
Giáo viên: Nguyễn Thị Khánh 
Hưng Yên, tháng 6 năm 2015 
 2 
PHẦN I: BẢO VỆ RƠ LE 
CHƯƠNG 1: CÁC VẤN ĐỀ CHUNG CỦA BẢO VỆ 
1.1 Khái niệm chung 
1.1.1 Nhiệm vụ của BVRL 
Khi thiết kế hoặc khi vận hành bất kỳ một hệ thống điện (HTĐ) nào cũng phải kể đến khả 
năng phát sinh các hư hỏng và các tình trạng làm việc không bình thường trong hệ thống điện ấy. 
Nhiệm vụ của các thiết bị bảo vệ nói chung và bảo vệ rơle nói riêng là phát hiện và loại trừ 
càng nhanh càng tốt phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống điện. Nguyên nhân gây hư hỏng, sự cố đối 
với các phần tử trong hệ thống điện rất đa dạng: Do các hiện tượng thiên nhiên như giông bão, động 
đất, lũ lụt, do máy móc thiết bị bị hao mòn, già cỗi, do các tai nạn ngẫu nhiên, do nhầm lẫn trong 
thao tác của nhân viên vận hành v.v 
Nhanh chóng phát hiện và cách ly phần tử hư hỏng ra khỏi hệ thống điện có thể ngăn chặn và 
hạn chế đến mức thấp nhất những hậu quả tai hại của sự cố, trong đó phần lớn là các dạng ngắn 
mạch. Dòng điện tăng cao tại chỗ sự cố và trong các phần tử trên đường từ nguồn đến điểm ngắn 
mạch có thể gây ra những tác động nhiệt và cơ nguy hiểm cho các phần tử nó chạy qua. Hồ quang 
tại chỗ ngắn mạch nếu để tồn tại lâu có thể đốt cháy thiết bị gây hỏa hoạn. Ngắn mạch làm cho điện 
áp tại chỗ sự cố và khu vực lưới điện lân cận bị giảm thấp, ảnh hưởng đến sự làm việc bình thường 
của các hộ tiêu dùng điện. Tồi tệ hơn, ngắn mạch có thể dẫn đến mất ổn định và tan rã hệ thống. 
Các dạng ngắn mạch thường gặp trong hệ thống điện là: 
- Ngắn mạch ba pha chiếm khoảng 5% số trường hợp ngắn mạch trong HTĐ. 
- Ngắn mạch hai pha chiếm khoảng 10% số trường hợp ngắn mạch trong HTĐ. 
- Ngắn mạch hai pha nối đất chiếm khoảng 20% số trường hợp ngắn mạch. 
- Ngắn mạch một pha chiếm khoảng 65% số trường hợp ngắn mạch trong HTĐ. 
Phân theo dạng thiết bị trong hệ thống điện, tỷ lệ hư hỏng như sau: 
- Đường dây tải điện trên không chiếm khoảng 50% số trường hợp hư hỏng trong HTĐ. 
- Đường dây cáp chiếm khoảng 10% số trường hợp hư hỏng trong HTĐ. 
- Máy cắt điện chiếm khoảng 15% số trường hợp hư hỏng trong HTĐ. 
- Máy biến áp chiếm khoảng 12% số trường hợp hư hỏng trong HTĐ. 
- Máy biến dòng điện, biến điện áp chiếm khoảng 2% số trường hợp hư hỏng trong HTĐ. 
- Thiết bị đo lường, điều khiển, bảo vệ chiếm khoảng 3% số trường hợp hư hỏng trong HTĐ. 
- Các loại khác chiếm khoảng 8% số trường hợp hư hỏng trong HTĐ. 
Ngoài các loại hư hỏng, trong hệ thống điện còn có các tình trạng làm việc không bình thường. 
Một trong những tình trạng làm việc không bình thường là quá tải. Dòng điện quá tải làm tăng nhiệt 
độ của các phần dẫn điện quá giới hạn cho phép, làm cho cách điện của chúng bị già cỗi và đôi khi 
bị phá hỏng. 
Thiết bị tự động được dùng phổ biến nhất để bảo vệ các hệ thống điện hiện đại là các rơle. Ý 
nghĩa ban đầu của rơle là phần tử làm nhiệm vụ tự động chuyển (đóng, cắt) mạch điện. Ngày nay, 
khái niệm rơle thường dùng để chỉ một tổ hợp thiết bị thực hiện một hoặc một nhóm chức năng bảo 
vệ và tự động hóa hệ thống điện, thỏa mãn những yêu cầu kỹ thuật đề ra đối với nhiệm vụ bảo vệ 
cho từng phần tử cụ thể cũng như cho toàn bộ hệ thống. 
 3 
Như vậy, nhiệm vụ chính của thiết bị bảo vệ rơ le là tự động cắt phần tử hư hỏng ra khỏi hệ thống 
điện. Ngoài ra còn ghi nhận và phát hiện những tình trạng làm việc không bình thường của các phần 
tử trong hệ thống điện. Tuỳ mức độ mà bảo vệ rơ le có thể tác động đi báo tín hiệu hoặc cắt máy cắt. 
1.1.2 Yêu cầu cơ bản của mạch bảo vệ 
Để thực hiện được các chức năng và nhiệm vụ quan trọng trên, thiết bị bảo vệ phải thoả mãn 
những yêu cầu cơ bản sau: tin cậy, chọn lọc, tác động nhanh, nhạy và kinh tế. 
a/ Tin cậy 
Là tính năng đảm bảo cho thiết bị bảo vệ làm việc đúng, chắc chắn. Cần phân biệt: 
- Độ tin cậy khi tác động là mức độ chắc chắn rơ le hoặc hệ thống rơ le sẽ tác động đúng. Nói 
cách khác, độ tin cậy khi tác động là khả năng bảo vệ làm việc đúng khi có sự cố xảy ra trong phạm 
vi đã được xác định trong nhiệm vụ bảo vệ. 
- Độ tin cậy không tác động là mức độ chắc chắn rằng rơ le hoặc hệ thống rơ le sẽ không làm 
việc sai. Nói cách khác, độ tin cậy không tác động là khả năng tránh làm việc nhầm ở chế độ vận 
hành bình thường hoặc sự cố xảy ra ngoài phạm vi bảo vệ đã được qui định. 
Trên thực tế độ tin cậy tác động có thể được kiểm tra tương đối dễ dàng bằng tính toán thực 
nghiệm, còn độ tin cậy không tác động rất khó kiểm tra vì tập hợp những trạng thái vận hành và tình 
huống bất thường có thể dẫn đến tác động sai của bảo vệ không thể lường trước được. 
Để nâng cao độ tin cậy nên sử dụng rơ le và hệ thống rơ le có kết cấu đơn giản, chắc chắn, đã 
được thử thách qua thực tế sử dụng và cũng cần tăng cường mức độ dự phòng trong hệ thống bảo 
vệ. Qua số liệu thống kê vận hành cho thấy, hệ thống bảo vệ trong các hệ thống điện hiện đại có xác 
suất làm việc tin cậy khoảng (95  99)%. 
 b/ Tính chọn lọc 
Là khả năng của bảo vệ có thể phát hiện và loại trừ đúng phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống 
điện. 
Xét một thí dụ cụ thể: đối với 
mạng điện đã cho (hình 1-1) 
khi ngắn mạch tại điểm N1 bảo vệ 
phải cắt máy cắt 5 ở đầu đường dây 
bị hư hỏng BC. Như vậy tất cả các 
hộ tiêu thụ, trừ những hộ nối vào 
thanh góp C sẽ tiếp tục làm việc bình 
thường sau khi máy cắt cắt. 
Hình 1-1 
Thí dụ về tính chọn lọc của bảo vệ rơ le 
Khi ngắn mạch tại điểm N2, để bảo đảm tính chọn lọc, bảo vệ cần phải cắt các máy cắt 1 và 2 
ở hai đầu đường dây bị hư hỏng và việc cung cấp điện cho trạm B vẫn được duy trì. 
Theo nguyên lý làm việc, các bảo vệ được phân ra: 
- Bảo vệ có độ chọn lọc tuyệt đối là những bảo vệ chỉ làm nhiệm vụ khi sự cố xảy ra trong một 
phạm vi hoàn toàn xác định, không làm nhiệm vụ dự phòng cho bảo vệ đặt ở các phần tử lân cận. 
- Bảo vệ có độ chọn lọc tương đối ngoài nhiệm vụ bảo vệ chính cho đối tượng được bảo vệ 
còn có thể thực hiện chức năng dự phòng cho các bảo vệ đặt ở các phần tử lân cận. 
~ 
~ 
N2 
N1 3 4 5
1 2 
A 
C 
 4 
Để thực hiện yêu cầu về chọn lọc đối với các bảo vệ có độ chọn lọc tương đối, phải có sự phối 
hợp giữa đặc tính làm việc của các bảo vệ lân cận nhau trong toàn hệ thống nhằm đảm bảo mức độ 
liên tục cung cấp điện cao nhất, hạn chế đến mức thấp nhất thời gian ngừng cung cấp điện. 
c) Tác động nhanh 
Phần tử bị ngắn mạch càng được cắt nhanh, càng hạn chế được mức độ phá hoại các thiết bị, 
càng giảm được thời gian sụt áp ở các hộ dùng điện và càng có khả năng duy trì được ổn định sự 
làm việc của các máy phát điện và toàn bộ hệ thống . Tuy nhiên khi kết hợp với yêu cầu chọn lọc để 
thoả mãn yêu cầu tác động nhanh cần phải sử dụng những loại bảo vệ phức tạp và đắt tiền. Vì vậy 
yêu cầu tác động nhanh chỉ đề ra tuỳ thuộc vào những điều kiện cụ thể của mạng điện và tình trạng 
làm việc của phần tử được bảo vệ trong hệ thống điện. 
Rơ le hay bảo vệ được gọi là tác động nhanh (có tốc độ cao) nếu thời gian tác động không 
vượt quá 50ms (2,5 chu kỳ của dòng điện tần số 50Hz). Rơ le hay bảo vệ được gọi là tác động tức 
thời nếu không thông qua khâu trễ (tạo thời gian) trong tác động rơ le. Hai khái niệm tác động nhanh 
và tác động tức thời được dùng thay thế lẫn nhau để chỉ các rơ le hoặc bảo vệ có thời gian tác động 
không quá 50ms. 
Thời gian cắt sự cố tC gồm hai thành phần: thời gian tác động của bảo vệ tBV và thời gian tác 
động của máy cắt t MC 
 tC = tBV + tMC 
Đối với các máy cắt điện có tốc độ cao hiện đại tMC = (20  60)ms (từ 1  3 chu kỳ 50Hz). 
Những máy cắt thông thường có tMC ≤ 5 chu kỳ (khoảng 100ms ở 50Hz). Vậy thời gian loại trừ sự 
cố tC khoảng từ 2  8 chu kỳ ở tần số 50Hz (khoảng 40160ms) đối với bảo vệ tác động nhanh. 
Đối với lưới điện phân phối thường dùng các bảo vệ có độ chọn lọc tương đối, bảo vệ chính 
thông thường có thời gian cắt sự cố khoảng (0,21,5) giây, bảo vệ dự phòng khoảng 
(1,52,0) giây. 
d/ Độ nhạy 
Độ nhạy đặc trưng cho khả năng “cảm nhận” sự cố của rơ le hoặc hệ thống bảo vệ. Độ nhạy 
của bảo vệ được đặc trưng bằng hệ số độ nhạy Kn là tỉ số của đại lượng vật lý đặt vào rơ le khi có sự 
cố với ngưỡng tác động của nó. Sự sai khác giữa trị số của đại lượng vật lý đặt vào rơ le và ngưỡng 
tác động của nó càng lớn, rơ le càng dễ cảm nhận sự xuất hiện của sự cố, nghĩa là rơ le tác động 
càng nhạy. 
Độ nhạy thực tế của bảo vệ phụ thuộc vào nhiều yếu tố như: Chế độ làm việc của hệ thống 
(mức độ huy động nguồn), cấu hình của lưới điện, dạng ngắn mạch, vị trí của điểm ngắn mạch, . . . 
Đối với các bảo vệ chính thường yêu cầu phải có hệ số độ nhạy từ 1,52,0 còn đối với bảo 
vệ dự phòng hệ số độ nhạy từ 1,21,5. 
 e/ Tính kinh tế 
Các thiết bị bảo vệ được lắp đặt trong hệ thống điện không phải để làm việc thường xuyên 
trong chế độ vận hành bình thường, luôn luôn sẵn sàng chờ đón những bất thường và sự cố có thể 
xảy ra và có những tác động chuẩn xác. 
Đối với các trang thiết bị điện cao áp và siêu cao áp, chi phí để mua sắm, lắp đặt thiết bị bảo 
vệ thường chỉ chiếm một vài phần trăm giá trị của công trình. Vì vậy yêu cầu về kinh tế không đề ra, 
 5 
mà bốn yêu cầu kỹ thuật trên đóng vai trò quyết định, vì nếu không thoả mãn được các yêu cầu này 
sẽ dẫn đến hậu quả tai hại cho hệ thống điện. 
Đối với lưới điện trung áp và hạ áp, số lượng các phần tử cần được bảo vệ rất lớn, và yêu cầu 
đối với thiết bị bảo vệ không cao bằng thiết bị bảo vệ ở các nhà máy điện hoặc lưới truyền tải cao 
áp. Vì vậy cần phải cân nhắc tính kinh tế trong lựa chọn thiết bị bảo vệ sao cho có thể đảm bảo được 
các yêu cầu kỹ thuật và chi phí thấp nhất. 
Năm yêu cầu trên trong nhiều trường hợp mâu thuẫn nhau, ví dụ muốn có được tính chọn lọc 
và độ nhạy cao cần phải sử dụng những loại bảo vệ phức tạp, bảo vệ càng phức tạp, càng khó thỏa 
mãn yêu cầu về độ tin cậy; hoặc những yêu cầu cao về kỹ thuật sẽ làm tăng chi phí cho thiết bị bảo 
vệ. Vì vậy trong thực tế cần dung hòa ở mức tốt nhất các yêu cầu trên trong quá trình lựa chọn các 
thiết bị riêng lẻ cũng như tổ hợp toàn bộ các thiết bị bảo vệ, điều khiển và tự động trong hệ thống 
điện. 
1.1.3 Cơ cấu của hệ thống bảo vệ 
Rơ le làm việc theo tín hiệu điện thường được nối với hệ thống điện thông qua các máy biến 
dòng điện (BI), các máy biến điện áp (BU), có nhiệm vụ cách ly mạch bảo vệ khỏi điện áp cao phía 
hệ thống và giảm biên độ của dòng điện, điện áp của hệ thống xuống đến trị tiêu chuẩn ở phía thứ 
cấp, thuận tiện cho việc chế tạo và sử dụng các thiết bị bảo vệ, đo lường và điều khiển. 
Tín hiệu dòng điện và điện áp đưa vào rơ le sẽ được so sánh với ngưỡng tác động của nó, nếu 
vượt quá ngưỡng này rơ le sẽ tác động “tức thời” hoặc có thời gian gửi tín hiệu đi cắt máy cắt điện 
của phần tử được bảo vệ. 
Để cung cấp năng lượng cho việc thao tác máy cắt điện, rơ le và các thiết bị phụ khác, sử 
dụng nguồn điện thao tác riêng độc lập với phần tử được bảo vệ. 
Cấu trúc tổng thể của hệ thống bảo vệ như hình 1-2, Tiếp điểm phụ MCF của máy cắt điện 
(hoặc của rơ le phản ánh vị trí của máy cắt) có khả năng cắt dòng điện lớn để ngắt mạch dòng điện 
Thanh góp 
BI Máy cắt điện 
Mạch điện được bảo vệ 
MCF 
CC Nguồn 
KĐK 
RL 
BU Cầu chì Tín hiệu cắt 
Hình 1-2 Sơ đồ cấu trúc của hệ thống bảo vệ 
Tải ba 
- + 
 6 
cung cấp cho cuộn cắt trước khi tiếp điểm của rơ le trở về, đảm bảo cho tiếp điểm của rơ le khỏi bị 
cháy vì phải ngắt dòng điện lớn. 
Những năm trước đây sơ đồ bảo vệ rơ le thường được tổ hợp từ nhiều rơ le và nhiều thiết bị 
riêng lẻ, mỗi phần tử hoặc nhóm phần tử thực hiện một chức năng nhất định trong sơ đồ bảo vệ. 
Ngày nay mỗi đối tượng cần được bảo vệ chỉ cần dùng một bộ bảo vệ. Để tăng cường độ tin 
cậy có thể đặt thêm một bộ thứ hai với tính năng tương đương nhưng hoạt động theo một nguyên lý 
khác hoặc do nhà sản suất khác chế tạo. 
 Nguyên lý dự phòng này còn được áp dụng cho mạch máy biến dòng điện và điện áp, cho 
nguồn điện thao tác và cho cả cuộn cắt của máy cắt điện như hình 1-3. 
1.1.4 Những thông tin cần thiết cho lựa chọn và tính toán 
 - Cấu hình của hệ thống 
- Sơ đồ nối dây các thiết bị sơ cấp và tổng trở của chúng, điện áp, tần số và thứ tự pha 
- Tổ đấu dây 
- Yêu cầu về tính toán ngắn mạch 
- Xác định thời gian tác động tối đa cho phép 
- Yêu cầu kỹ thuật đối với bảo vệ 
- Thông tin về hệ thống bảo vệ hiện hữu và yêu cầu nâng cấp, mở rộng 
1.2 Các chế độ hư hỏng và làm việc không bình thường của hệ thống điện 
1.2.1. Ngắn mạch 
Máy cắt điện 
MC1 
MC2 
BI1 BI2 
CC1 CC2 N2 
N1 
KĐK 
+ 
+ 
BV1 
BV2 
CCh1 
CCh2 
BU 
Mạch được bảo vệ 
Hình 1-3 Sơ đồ cấu trúc của hệ thống bảo vệ có dự phòng ðể tãng 
cýờng ðộ tin cậy 
 7 
Trong hệ thống có dòng điện nối đất lớn, có các loại ngắn mạch sau đây: 
- Ngắn mạch ba pha, tức ba pha chập nhau, ký hiệu N(3) 
- Ngắn mạch hai pha, tức hai pha chập nhau, ký hiệu N(2) 
- Ngắn mạch một pha, tức một pha chập đất, ký hiệu N(1) 
- Ngắn mạch hai pha nối đất, tức hai pha chập nhau, đồng thời chập đất ( Tại cùng điểm đó ) ký hiệu 
N(1,1) 
Ngắn mạch ba pha là loại ngắn mạch đơn giản nhất, ta gọi là ngắn mạch đối xứng, vì lúc đó 
tất cả ba pha đều được đặt dưới điện áp và dòng điện như nhau và lệch nhau một góc1200. Còn các 
loại ngắn mạch khác gọi là ngắn mạch không đối xứng, vì lúc đó điện áp các pha khác nhau do đó 
dòng điện cũng khác nhau và lệch pha nhau nói chung một góc khác 1200. 
Trường hợp hệ thống có dòng điện nối đất bé thì một pha chạm đất không tạo thành ngắn 
mạch, ta không xét ở đây, còn ngắn mạch hai pha nối đất sẽ biến thành ngắn mạch hai pha (vì dòng 
điện ngắn mạch không đi qua đất). Như vậy trong hệ thống có dòng điện nối đất bé chỉ có hai trường 
hợp ngắn mạch ba pha và ngắn mạch hai pha. Hình qui ước và xác suất xảy ra các loại ngắn mạch ta 
ghi ở bảng 1.1. 
Bảng 1.1 cho thấy rằng ngắn mạch một pha xảy ra nhiều nhất, còn ngắn mạch ba pha xảy ra 
ít nhất, nhưng chúng ta vấn phải nghiên cứu ngắn mạch ba pha vì : 
- Nó vẫn có thể xảy ra. 
- Có lúc nó quyết định sự làm việc của hệ thống điện, nhất là về mặt ổn định. 
- Ngoài ra nó còn có một tầm quan trọng đặc biệtlà tất cả các loại ngắn mạch không đối xứng 
có thể dùng phương pháp thành phần đối xứng để đưa về ngắn mạch ba pha đối xứng. 
a.Nguyên nhân của ngắn mạch 
Nguyên nhân chung và chủ yếu của ngắn mạch là do các điện bị hỏng. Lý do cách điện bị 
hỏng có thể là: bị già cỗi khi làm việc lâu ngày, chịu tác động cơ khí gây vỡ nát, bị tác động của 
nhiệt độ phá huỷ môi chất, xuất hiện điện trường mạnh làm phóng điện chọc thủng vỏ bọc... Những 
nguyên nhân tác động cơ khí có thể do con người ( như đào đất, thả diều....), do loài vật (rắn bò, 
chim đậu...), hoặc do gió bão làm gẫy cây, đổ cột, dây dẫn chập nhau... Sét đánh gây phóng điện 
cũng là một nguyên nhân đáng kể gây hiện tượng ngắn mạch (tạo ra hồ quang điện giữa các dây 
dẫn). Ngắn mạch còn có thể do thao tác nhầm, ví dụ phóng điện sau sửa chữa quên thao dây nối 
đất... 
b.Hậu quả của ngắn mạch 
Ngắn mạch là một loại sự cố nguy hiểm vì khi ngắn mạch dòng điện đột ngột tăng lên rất 
lớn, chạy trong các phần tử của hệ thống điện và chúng có thể gây ra: 
- Phát nón ... ới hạn trên của tần số đặt có thể chọn khoảng 48,5 Hz. ở một số HT 
lớn có thể chọn giới hạn này gần với 49 Hz, để giảm nhẹ điều kiện tái đồng bộ. Giới hạn dưới của 
tần số cho TCT I không được thấp hơn 46,5 Hz . 
 Trong giới hạn này ( 48,5 – 46,5 Hz) các đợt cắt của TCT I được phân bố đều với các 
khoảng cách tần số đặt 0,1Hz. Nếu điều kiện đo tần số và các thiết bị phụ trợ có độ chính xác cao, 
khoảng cách tần số có thể đặt thấp hơn. 
Với các đợt cắt của TCT II, trị số đặt của tần số có thể chọn giống nhau và giới hạn trên 
bằng 48,5 Hz hoặc cao hơn nhưng không quá 48,8 Hz. 
2. Đại lượng đặt theo thời gian của thiết bị TCT I và TCT II. 
Thời gian đặt cho TCT I được chọn theo điều kiện ngăn chặn tác động nhầm khi có dao 
động tần số ngắn hạn, trong khoảng 0,1 – 0,3 giây, thường chọn 0,1 – 0,15 giây. 
Thời gian đặt tối thiểu cho các đợt TCT II bắt đầu khởi động là 5 – 10 giây, tối đa là 60 
giây với khoảng cách giữa các đợt bằng nhau và bằng 3 giây. 
 Khi có lượng công suất dự phòng lớn ở các nhà máy thủy điện và có khả năng huy động 
được, thời gian đặt tối đa cho TCT II có thể nâng lên đến 80 – 90 giây. 
 179 
3. Lượng công suất suất được cắt ra bởi các đợt TCT I và TCT II. -Như đã nói ở phần 
trên, lượng công suất cắt ra bởi TCT phải đủ để lập lại cân bằng công suất và khôi phục tần số 
khi có bất kỳ tình huống sự cố nào trong HTĐ. Để xác định lượng công suất thiếu hụt lớn nhất 
thường xem xét các tình huống sau đây: 
 - Đối với lưới điện độc lập: Khi máy phát điện hoặc tổ máy lớn nhất bị cắt ra khỏi lưới. 
 - Đối với HTĐ: Tách nhà máy điện hoặc đường dây truyền tải điện mang công suất lớn nhất. 
 - Đối với lưới điện hợp nhất: khi rã lưới. 
Công suất của phụ tải được cắt ra bởi thiết bị TCT I được xác địn theo công suất thiếu hụt 
lớn nhất có xét đến hệ só dự phòng ( khoảng 5%) và các biến động ngẫu nhiên của sự cố, trừ đi 
một lượng dự phòng quay chắc chắn được đảm bảo ở các nhà máy nhiệt điện: 
dbTCTCI PPPP 0max 05,0 
 Trong đó: PTmax – Lượng thiếu hụt công suất lớn nhất; 
 P0 – Công suất phụ tải ở chế độ ban đầu, trước khi xảy ra mất cân bằng; 
 Pdb – Lượng dự phồng quay chắc chắn được đảm bảo ở các nhà máy nhiệt điện. 
Công suất của phụ tải được cắt ta bởi TCT II có xét đến dự phòng bằng: 
 PTCTII PTCT I , nhưng không bé hơn 0,1P0. 
 Khả năng huy động công suất ở các nhà máy thủy điện thường được xét như một đại 
lượng dự phòng, trừ khi biết chắc chắn số liệu cụ thể, kể cả thời gian thực tế để đưa máy từ trạng 
thái tĩnh vào trạng thái có thể mang tải được. 
 Lượng công suất phải cắt được phân bố đều cho các đợt cắt tải trong miền tần số đặt của 
TCT I và theo thời gian của TCT II. Trình tự cắt phụ thuộc vào tầm quan trọng của hộ tiêu thụ, 
nghĩa là hộ tiêu thụ càng quan trọng thì tần số đặt trong TCT I càng thấp và thời gian đặt trong 
TCT II càng cao. 
4. Hợp nhất các giai đoạn cắt của TCT I và TCT II 
Hệ thống TCT có thể mang lại hiệu quả cao hơn nếu hợp nhất các giai đoạn cắt cảu TCT I 
và TCT II. Việc hợp nhất các giai đoạn cắt có những ưu điểm sau đây ( so với khi không hượp 
nhất): 
 - Đảm bảo được trình tự cắt theo đúng tầm quan trọng cảu phụ tải khi xảy ra những sự cố với 
những tính chất khác nhau: hoặc thiếu hụt công suất tác dụng không lớn hay phát triển chậm, 
hoặc thiếu hụt công suất lớn, xảy ra gần tưc thời. 
 - Giảm được tổng công suất cảu phụ tải đấu vào TCT. 
Khi hợp nhất các giai đoạn cắt cần chú ý rằng để rút thời gian phục hồi sự cố sau TCT I 
tác động trong trường hợp thiếu hụt công suất tác dụng không lớn ( nhưng thường xảy ra) cần 
phải thực hiện một số đợt cắt không hợp nhất, được khởi động bằng TCT II với tổng công suất 
cắt bằng: PTCT II0 0,1 P0. 
 Với các đợt cắt không hợp nhất, trị số đặt về thời gian lấy bằng trị số đặt đợt cảu đầu tiên 
của TCT II. 
5. Cắt tải bổ sung 
 180 
 Một số trường hợp có thể gây nên thiếu hụt công suất trầm trọng trong từng vùng của 
HTĐ hoặc các nút phụ tải lớn kèm theo việc giảm nhanh tần số và điện áp ở khu vực này. Khi ấy 
lượng phụ tải cắt ra theo tính toán có thể không đủ để khắc phục thiếu hụt công suất trong khu 
vực. Vì vậy ở các HTĐ hoặc lưới điện khu vực có khả năng xảy ra công suất thiếu hụt lớn và suy 
giảm tần số trầm trọng ( dưới 45Hz) ngoài các thiết bị TCT I và TCT II người ta cong đặt thiết bị 
cắt tải bổ sung. 
 Cắt tải bổ sung còn cần thiết trong một số trường hợp khi không đồng thời với thiếu hụt 
công suất tác dụng lại xảy ra thiếu hụt công suất phản kháng và hiện tương sụt đổ ( thác) điện áp. 
Thiết bị cắt tải bổ sung thường được khởi động ngay sau khi tần số bắt đầu suy giảm. 
 Việc khởi động thiết bị cắt tải bổ sung được tiến hành theo các yếu tố đặc trưng cho việc 
thếu hụt công suất ở địa phương không phụ thuộc vào tính chất biến thiên tần số. 
 Thường những yếu tố sau đây được lựa chọn để khởi động thiết bị cắt tải bổ sung: 
- Cắt một đường dây và một máy biến áp. 
- Thay đổi trị tuyệt đối của dòng điện, trị số tuyệt đối và hướng luồng công suất trên đường 
dây và máy biến áp. 
- Cắt sự cố các tổ máy hay tổ máy bị quá tải cho phép khởi động cắt bổ sung theo tốc đôh 
suy giảm tần số, suy giảm điện áp hoặc khởi động tổ hợp tốc độ suy giảm và trị tuyệt đối của tần 
số, theo sự suy giảm đồng thời của tần số và điện áp hoặc theo một trong các yếu tố cục bộ ( địa 
phương) và suy giảm điện áp. 
 Thông sso cần tính toán và kiểm tra khi xem xét sự cần thiết của cắt tải bổ sung được 
xác định theo hai điều kiện: 
a. Điều kiện ngăn chặn tần số suy giảm thấp dưới 45 Hz. 
 Việc tính toán cắt tải bổ sung được tiến hành trên cơ sở kết hợp với các đợt cắt tải nhanh của 
TCT I. 
 Trong bảng 6.1 trình bày các trị số giới hạn cho phép của lượng thiếu hụt công suất Pgh ( tính 
bằng % của công suất phụ tải trước khi xảy ra thiếu hụt công suất) nếu vượt quá giới hạn này thì 
tần số sẽ giảm thấp hơn 45 Hz và cần thiết phải cắt tải bổ sung. 
Bảng 5.1 
Hằng số thời gian Tj 
 Pgh, % khi tTCT I, giây 
0,3 0,5 0,7 
10 -12 65-75 55-65 45-55 
13-14 75-80 65 - 70 55-60 
15-16 80 - 85 70-75 60-65 
 Lượng cắt tải tối thiểu bổ xung được tính theo công thức: 
)
100
.(1,1 00
gh
BS
P
PPP
 Trong đó Pgh được lấy ở bảng 5.1, nếu không có số liệu về Tj thig lấy đúng bằng 45%. 
b. Theo điều kiện ngăn chặn “ thác điện áp” 
 181 
 Cần kiểm tra mức điện áp ở các nút phụ tải cho hai chế độ: chế độ tại thời điểm vừa phát 
sinh thiếu hụt và chế độ khi tần số thấp nhất. Nếu kết quả tính toán kiểm tra cho thấy khi thiếu 
hụt công suất ở tất cả các nút điện áp U 0,8 Udd thì không có nguy cơ xảy ra “thác điện áp” và 
không cần cắt tải bổ sung. 
Khi U<0,8 Udd cần phân tích đánh giá chi tiết điều kiện ổn định của các phụ tải quan 
trọng. Cần lưu ý rằng trong nhiều trường hợp điện áp giảm xuống đến 0,6÷0,7 Udd thường xảy ra 
hiện tượng cắt hàng loạt phụ tải do bảo vệ chống điện áp thấp tác động hoặc khởi động từ bị nhả 
ra sẽ làm giảm bớt phụ tải. 
 Nếu xảy ra mất ổn định đối với các nút phụ tải quan trọng thì cần cắt bổ sung theo điều 
kiện điện áp. 
5.4 Biến thiên tần số trong quá trình cắt tải 
Hình 5.3 là đường cong biễu diễn quá trình thay đổi tần số khi đột ngột xuất hiện thiếu hụt 
công suất tác dụng. Nếu trong hệ thống không có thiết bị TCT, do tác dụng tự điều chỉnh của phụ 
tải và tác động của bộ điều chỉnh tốc độ quay tuốc-bin nên tần số sẽ ổn định ở một giá trị xác lập 
nào đó (đường I). Để khôi phục tần số về giá trị định mức, cần cắt tải bằng tay. 
 Hình 5.3: Sự thay đổi tần số khi thiếu hụt công suất tác dụng 
 I: khi không có TCT; II: khi có TCT 
Quá trình thay đổi tần số khi có thiết bị TCT sẽ diễn ra theo đường II. Giả sử thiết bị TCT 
có 3 đợt cắt tải với tần số khởi động của đợt là: 48; 47,5; 47 Hz. Khi tần số giảm xuống đến 48Hz 
(điểm 1) thì đợt 1 tác động cắt một phần phụ tải, nhờ vậy giảm được tốc độ giảm thấp tần số. Khi 
tần số tiếp tục giảm xuống đến 47,5Hz (điểm 2) thì đợt 2 tác động cắt thêm một số phụ tải, sự 
thiếu hụt công suất và tốc độ giảm thấp tần số được giảm nhiều hơn. Ở tần số 47 Hz (điểm 3), đợt 
3 tác động cắt một công suất phụ tải không những đủ để chấm dứt tình trạng giảm tần số mà còn 
đủ để khôi phục tần số đến hay gần đến giá trị định mức. Cần lưu ý là nếu lượng công suất thiếu 
hụt ít, thì có thể chỉ có đợt 1 hoặc chỉ có đợt 1 và đợt 2 tác động. 
Ngoài các đợt tác động chính, thiết bị tự động giảm tải theo tần số cần phải có một đợt tác 
động đặc biệt để ngăn ngừa hiện tượng “tần số treo lơ lửng”. Hiện tượng này có thể sinh ra sau 
khi các đợt chính tác động nhưng tần số vẫn không trở về giá trị gần định mức mà duy trì ở một 
TCT đợt 1 
TCT đợt 2 
TCT đợt 3 
 182 
giá trị nào đó thấp hơn định mức. Tần số khởi động của đợt tác động đặc biệt vào khoảng 47,5 
đến 48 Hz. 
Tác động của thiết bị TCT phải phối hợp với các loại thiết bị tự động hóa khác trong hệ 
thống điện. Ví dụ như, để thiết bị TCT tác động có kết quả, các hộ tiêu thụ đã bị cắt ra khi tần số 
giảm thấp không được đóng lại bởi thiết bị TĐL hoặc TĐD. 
 183 
CHƯƠNG 6 
HÒA ĐỒNG BỘ CÁC MÁY PHÁT ĐIỆN LÀM VIỆC SONG SONG 
6.1 Giới thiệu chung 
Việc đóng các máy phát điện vào làm việc trong mạng có thể tạo nên dòng cân bằng lớn 
và dao động kéo dài. Tình trạng không mong muốn đó xảy ra là do: 
* Tốc độ góc quay của máy phát được đóng vào khác với tốc độ góc quay đồng bộ của 
các máy phát đang làm việc trong hệ thống điện. 
* Điện áp ở đầu cực của máy phát được đóng vào khác với điện áp trên thanh góp của nhà 
máy điện. 
Điều kiện để các máy phát điện đồng bộ có thể làm việc song song với nhau trong hệ 
thống điện là: 
- Rôto của các máy phát phải quay với một tốc độ gần như nhau. 
- Điện áp ở đầu cực các máy phát phải gần bằng nhau. 
- Góc lệch pha tương đối giữa các rôto không được vượt quá giới hạn cho phép. 
Vì vậy để đóng máy phát điện đồng bộ vào làm việc song song với các máy phát khác của 
nhà máy điện hay hệ thống, cần phải sơ bộ làm cho chúng đồng bộ với nhau. HÒA ĐỒNG BỘ là 
quá trình làm cân bằng tốc độ góc quay và điện áp của máy phát được đóng vào với tốc độ góc 
quay của các máy phát đang làm việc và điện áp trên thanh góp nhà máy điện, cũng như chọn 
thời điểm thích hợp đưa xung đi đóng máy cắt của máy phát. 
Có 2 phương pháp hòa đồng bộ: hòa đồng bộ chính xác và hòa tự đồng bộ. 
6.2 Hòa đồng bộ chính xác 
6.2.1 Các điều kiện kỹ thuật cần thiết 
Các điều kiện hòa là: 
- Rô to của các máy phát phải quay với một tốc độ gần như nhau. 
- Điện áp ở đầu cực của máy phát phải gần bằng nhau. 
- Góc lệch pha tương đối giữa các rô to không được vượt quá giới hạn cho phép. 
Như vậy trình tự thực hiện hòa đồng bộ chính xác như sau: Trước khi đóng một máy phát 
vào làm việc song song với các máy phát khác thì máy phát đó phải được kích từ trước, khi tốc 
độ quay và điện áp của máy phát đó xấp xỉ với tốc độ quay và điện áp của các máy phát khác cần 
chọn thời điểm thuận lợi để đóng máy phát sao cho lúc đó độ lệch điện áp giữa các máy phát gần 
bằng không, nhờ vậy dòng cân bằng lúc đóng máy sẽ nhỏ nhất 
Hòa đồng bộ chính xác có thể thực hiện bằng tay hay tự động. Khi hòa bằng tay người 
vận hành phải điều chỉnh các thông số của máy phát phù hợp với điều kiện hòa. Để chọn thười 
điểm đóng MC cần theo dõi Volt kê MF và hệ thống, tần số kế MF và hệ thống; đồng bộ kế chỉ 
góc lệch pha giữa sức điện động của MF và điện áp thanh góp của hệ thống ( đo góc δ ). Để loại 
trừ trường hợp đóng nhầm khi góc δ còn lớn, thường trong mạch đóng MC người ta chêm và tiếp 
điểm của role kiểm tra đồng bộ và chỉ cho phép đóng trong giới hạn góc δ cho phép định trước. 
 184 
Trong trường hợp tự hòa điện tự động MF với hệ thống, máy hòa điện phái đảm bảo các 
điều kiện sau: 
 - UF= UHT nghĩa là Uf = 0 
 - F = HT nghĩa là f = 0 
 - Góc lệch pha giữa các véc tơ điện áp khi đóng MC phải bằng không ( δ = 00), tuws laf phaỉ 
chọn đúng thời điểm đóng MFĐ vào làm việc song song với hệ thống. 
Muốn thực hiện được các yêu cầu trên, các máy hòa điện tự động bộ cần phải có các bộ phận làm 
nhiệm vụ sau: 
- San bằng điện áp ở đầu cực MF 
- San bằng tốc độ góc quay của các MFĐ sẽ hòa với nhau 
- Chọn thời điểm đóng MC để dòng cân bằng khi đóng MC là bé nhất. 
Bộ phận thứ nhất tác động lên bộ điều chỉnh điện áp (AVR) của MF. Bộ phận thứ 2 tác 
động thay đổi tốc độ quay tuabin cảu MF cần hòa. Bộ phận thứ 3 chọn thời điểm đóng và phát tín 
hiệu đi đóng MC cần hòa. 
6.2.2 Phạm vi ứng dụng 
 Hòa đồng bộ chính xác có tính vạn năng cao, áp dụng trong mọi trường hợp không phụ 
thuộc máy phát điện (chủng loại, kết cấu, kích cỡ) và hệ thống điện (công suất của hệ thống, cấu 
hình của hệ thống). 
Nếu thực hiện đúng thì có thể luôn đảm bảo Icb Icbcp và trường hợp lý tưởng là Icb=0. 
Do đó, việc hòa đồng bộ không thể gây biến động lớn cho hệ thống (điện áp, công suất, dòng 
điện,) và không ảnh hưởng tới tuổi thọ của máy. 
Nhược điểm: 
- Nếu không thực hiện đúng các điều kiện thì hậu quả có thể là nghiêm trọng (δ=1800 thì 
dòng Icb=2IN
(3)). 
- Thiết bị hòa phức tạp và thời gian hòa có thể bị kéo dài. 
 185 
6.3 Hòa đồng bộ bằng phương pháp tự đồng bộ 
6.3.1 Trình tự thực hiện 
Khi đóng máy phát bằng phương pháp tự đồng bộ phải tuân theo những điều kiện sau: 
- Máy phát không được kích từ (kích từ của máy phát đã được cắt ra bởi aptomat diệt từ ). 
- Tốc độ góc quay của máy phát đóng vào phải gần bằng tốc độ góc quay của các máy 
phát đang làm việc trong hệ thống. 
Trình tự thực hiện: Trước khi đóng một máy phát vào làm việc song song với các máy 
phát khác thì máy phát đó chưa được kích từ, khi tốc độ quay của máy phát đó xấp xỉ với tốc độ 
quay của các máy phát khác thì máy phát đó được đóng vào, ngay sau đó dòng kích từ sẽ được 
đưa vào rôto và máy phát sẽ đươc kéo vào làm việc đồng bộ. 
6.3.2 Phạm vi ứng dụng 
- Đơn giản, không đòi hỏi thiết bị phức tạp 
- Thực hiện nhanh chóng, đặc biệt đối với máy phát thủy điện (<1 phút) và Icb
* 0,35 
Xd*’’+XH
* 0,3 mà đối với máy phát thủy điện thì Xd*’’ =0,3 điều này ảnh hưởng quan trọng 
với chế độ sau sự cố. 
- Không thể xảy ra những nhầm lẫn nguy hiểm 
- Bị ràng buộc về điều kiện dòng không cân bằng nên phải kiểm tra 
- Phương pháp tự đồng bộ có thể sử dụng cho các máy phát thủy điện có công suất trung bình và 
bé ( 50MW) vì: thủy điện có Xd’’=0,2÷0,3 hoặc 0,3÷0,35 (trung bình và bé) và nhiệt điện có 
Xd’’=0,12÷0,17 nên trong điều kiện bình thường có thể sử dụng phương pháp tự đồng bộ đối với 
các máy phát làm việc theo sơ đồ hợp bộ với MBA. 
* Chú ý: 
- Khi xét khả năng hòa đồng bộ tự đồng bộ thì phải kiểm tra phạm vi sử dụng của phương pháp 
tự hòa đồng bộ (nếu Icb Icbcp thì sử dụng). 
- Khi xét hòa đồng bộ tự đồng bộ thì phải xác định vị trí thiết bị hòa đồng bộ (chính xác) 
 + Đầu cực (hoặc phía điện áp cao) của tất cả các máy phát điện có khả năng nối với hệ 
thống 
 + Xác định vị trí của hệ thống có khả năng bị tách ra để chuẩn bị cho việc tái đồng bộ. 
 186 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1]. Nguyễn Hoàng Việt (2005), Bảo vệ rơ le và tự động hoá trong hệ thống điện, NXB 
Đại học Quốc gia TP HCM. 
 [2]. Trần Đình Long (2000), Bảo vệ rơle trong hệ thống điện, NXB KH&KT Hà Nội 
 [3]. Trần Đình Long (2004), Tự động hóa hệ thống điện, ĐHBK Hà Nội 
 [4]. Trần Quang Khánh (2007), Bảo vệ Rơ le và tự động hóa hệ thống điện, NXB Giáo 
dục.